机组启动试运行方案
一、编制依据：
1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）；
2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）；
3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸；
（1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件；
（2），10.5KV水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件；
4、水利部农村电气化研究所施工图。
二、机组起动试运行目的
1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。
2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。
三、机组试运行应具备的条件
1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格：
（1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试；
（2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运；
（3）电气设备已安装完成，并经试验合格；
（4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格；
（5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。
3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。
4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。
5、机组启动小组已成立，组织机构健全。
6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。
四、机组启动试运行前的检查
（一）引水系统检查
（1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。
（2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。
（3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。
（4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。
（5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。
（6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。
上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。
（二）水轮机部分检查
（1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。
（2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
（3）测压表计、流量计、传感器，各种变送器安装验收合格，管路、线路连接良好，各整定值符合设计要求。
（三）调速系统检查
1、调速系统及其设备已安装完工，并调试合格，油压装置压力及油位正常，透平油化验合格，各部位表计及阀门均已整定，符合要求。
2、油压装置油泵在工作压力下运行正常，无异常振动和发热、异常声音，主备用泵切换及手、自动工作正常。
3、由手动操作将压力油输向调速系统，检查各油压管路，阀门、接头及各部件等均无渗漏现象。
4、调速器电气柜、机械柜已安装完工并调试合格。
5、接力器锁定装置调试合格，信号指示正确，充水前应处于锁定状态。
6、进行调速系统联动调试的手动操作，并检查调速器、调速器接力器及其回复机构协联动作的灵活性、可靠性及全行程内动作平稳。检查导叶开度、行程、导叶开度指示器三者之间的一致性。
7、用紧急关闭办法调整导叶由全开至全关所需时间，相应导叶关闭时间应根据压力上升及速率上升情况，满足调保计算要求。
8、录制导叶行程与控制机构接力器行程关系曲线，录制调速器开度与导叶行程的关系曲线。
9、对调速器自动操作系统进行模拟操作试验,检查自动开停机和事故停机回路动作的正确性和可靠性,检查调速器反馈装置工作可靠,信号显示正确。
（四）发电机部分检查
1、发电机整体已全部安装完工，并检验合格，各项记录完整。发电机机坑内无杂物，发电机内部已进行彻底清扫，定子、转子及气隙内无杂物。
2、导轴承及推力轴承油位正常。
3、液位传感器、测温装置、振动摆度传感器、轴电流监测装置、各种表计及信号装置已安装完成，调试合格，整定值符合设计要求，可以投入使用。
4、发电机消防水管通压缩空气无堵塞，水压符合设计要求。
5、制动系统手动、自动调试合格，动作正常，风闸位置指示正确无误，充水前风闸投入。
6、机坑内所有辅助接线完成，检查正确无误，螺丝紧固。
7、所有螺栓已按设计要求拧紧或点焊和锁定紧固。
8、转动部件与固定部分间的缝隙，包括风扇与挡风圈，轴承盖与主轴、密封环与主轴间隙应均匀一致，确保运行时不会碰撞。
9、磁极接头对风扇、拉杆及磁极等处的绝缘及安全距离满足要求。
10、发电机空气间隙内用白布穿过两端，沿圆周拉一遍，确保无遗留杂物。
11、转动部件及定子铁芯、线圈附近无遗物、无尘土、金属微粒。
12、测量轴承总体绝缘电阻不小于1MΩ。
13、滑环碳刷应拔出，并绑扎牢固。
14、机组油、气、水系统阀门安装完毕，阀门开、关位置正确，手柄己标明开、关方向。
（五）辅助设备检查
1、全厂透平油系统辅助设备安装完毕，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
2、低压空压机自动启、停正常；储气罐安全阀调试合格，整定正确；压力传感器接线完成、调试合格；管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
3、技术供水系统电动阀启、停正常，滤水器自动、手动工作正常，管路、法兰、阀门、接头均已试验合格，工作正常，满足机组启动要求。
4、油处理室备有足够的、合格的透平油。
5、高压顶转子油泵已调试合格，控制系统正常。
6、集油装置安装完成，手、自动控制系统调试合格，可以投入使用。
7、渗漏排水泵安装完成，手自动控制系统、液位传感器调试合格，投入使用。
8、检修排水泵安装完成，调试合格，可以投运。
9、主轴密封系统管路安装完成，充气试验合格，回路电磁阀工作正常。
10、各管路、辅助设备已按规定涂漆，标明流向，各阀门已表明开关方向。生产运行单位对油、气、水系统各阀门统一编号、挂牌。
（六）电气设备检查
1、电气一次设备检查
（1）发电机主引出线及其设备已安装完工检验合格，机端出口的电压、电流互感器已检验合格，中性点母线及电流互感器均已安装调试合格。
（2）发电机断路器、电压互感器手车、发电机出口电缆已安装完成，试验合格。
（3）从主变低压侧断路器至主变低压套管共箱母线已安装调试合格。
（4）主变安装试验合格。
（5）厂用变、外接备用电源自动投入装置调试完毕。
（6）开关站110KV高压设备调试合格，耐压和相关试验合格。
（7）厂房内各设备接地良好，接地网接地电阻达到设计要求。
（8）厂房各主要工作场所，交通口照明安装已检查合格，投入使用，事故照明已检查合格。
2、励磁系统检查
励磁变高、低压侧各连接线试验合格，回路已做耐压试验合格。励磁调节功率柜经初步检查调试合格。
3、电气控制及保护回路检查
3.1电气各控制保护设备、计算机监控系统（机组LCU、公用LCU和主机站、工程师站、通信站）安装完成，二次回路接线完成。
3.2 直流系统设备安装完成，试验合格，投入使用。
3.3下列电气操作与信号回路检查并作模拟试验，验证其动作的正确性。
3.3.1蝶阀操作回路。
3.3.2 水机手动操作及监控系统回路。
3.3.3 调速系统手动、自动操作回路。
3.3.4 励磁系统操作回路。
3.3.5 发电机断路器操作回路。
3.3.6 直流操作回路。
3.3.7全厂公用设备操作回路（包括供、排水系统，低压气系统，厂用电设备自投等）。
3.3.8 机组同期操作回路。
3.3.9 火灾报警信号及操作回路。
3.3.10 主变操作回路，110KV线路操作回路，厂变操作回路。
4、检查下列微机保护装置
4.1发电机及励磁变微机保护装置整定与回路模拟。
4.2主变及厂变微机保护装置整定与回路模拟。
4.3 110KV线路微机保护装置整定与回路模拟。
4.4故障录波装置、电网解列装置整定与回路模拟。
4.5辅助设备其它PLC操作保护回路模拟整定。
4.6电压、电流回路检查其接线正确可靠。
（七）消防系统的检查：
1、主、副厂房、升压站各部位的消防系统管路及消火栓已安装完工并检验合格，符合设计要求。
2、全厂消防供水水源可靠，管道畅通，水量、水压满足设计要求。
3、全厂火灾自动报警与联动控制系统已安装完工并调试合格。
4、灭火器已按设计要求配置。
5、消防系统通过公安消防部门验收合格。
五充水试验
（一）引水隧洞及压力钢管充水
1、检查进水口工作闸门、闸门启闭机起落操作正确可靠，进水闸门系统供电可
靠，过流系统均已检验合格。
2、确认1＃、2＃蝶阀处于关闭位置，锁锭投入。
3、关闭叉管排水阀。
4、导叶接力器关闭，锁锭投入。
5、确认引水系统检查无异常后，开启充水阀向隧洞充水。
6、充水过程中应派专人监视压力变化，隧洞压力通过技术供水总管压力表观察。
7、充水过程中应派专人对隧洞沿线进行巡视，发现有山体渗漏等异常情况应立即汇报。
8、确认引水隧洞充满水后，打开进水口闸门。
（二）蜗壳充水
引水隧洞充水完成后方可进行蜗壳充水试验。
1、确认导叶接力器关闭，锁锭投入。
2、开启旁通阀向蜗壳充水，通过蜗壳压力表监视蜗壳压力。充水过程中监视蜗壳补气阀工作情况，排气正常。
3、蝶阀前后压力一致，证明蜗壳已充满水，可开启蝶阀至全开。
4、检查蜗壳进人孔、蝶阀伸缩节、蜗壳排水阀无渗漏。
（三）技术供水系统充水试验
开启技术供水总阀，依次向滤水器、发电机空冷器、上导冷却器、下导冷却器、水导冷却器充水，检查各阀门、管路无渗漏，管路畅通。
（四）蝶阀静水动作检查
1、在静水下进行蝶阀开启、关闭动作试验，检查蝶阀静水动作特性。
2、按设计要求调整蝶阀开关时间，作好记录。
六、机组空载试运行
（一）启动前的准备
1、确认充水试验中出现的问题已处理合格。
2、主机周围各层场地已清理干净，孔洞盖板封好，道路畅通。
3、各部运行人员，试验监视人员已就位，观测记录的仪器、仪表已装好，运行记录表格已准备好。
4、机组启动交直流电源投入。
5、油、气、水辅助设备工作正常，技术供水系统投入，冷却水投入运行，调整好水压（空冷器可暂不投入冷却水，以便空运转对发电机升温干燥）；低压气系统投入，制动柜气压正常。
6、启动高压油泵顶起发电机转子8—10mm，以确保镜板和推力瓦之间形成有效油膜，复归后检查制动闸下落情况，确认制动闸已全部落下。
7、机组漏油装置工作正常并处于自动运行状态。
8、调速器处于“手动”位置，油压、油位正常。
9、发电机出口断路器及灭磁开关处于断开位置。
10、水力机械保护和机组测温装置投入运行，原始温度已记录。
11、集电环碳刷拔出，机械过速开关取下。
12、拆除所有试验用的短路线和接地线。
（二）机组首次启动
1、手动开启蝶阀。
2、手动开启调速器启动机组，待机组启动后，立即关闭导叶，在发电机下风洞、定子四周、机壳进人门、转轮室、尾水处设置专人，监听启动过程机组内有无异音，摩擦和碰撞等。如无异常则手动将机组逐步升速到额定转速的25%、50%、75%、100%，在每级转速下检查记录轴承温度和机组摆度及振动值。
3、升速过程中设专人记录上机架、下机架、水导轴承x、y方向的垂直和水平振动、摆度，记录轴瓦温度并监视温度上升情况。在开始启动的一小时内每10分钟记录一次，以后每半小时记录一次。
4、从机组启动至额定转速阶段，如机组振动超标，则应在该转速下进行动平衡配重试验，直至振动合格后方可继续运转。
5、机组空转运行4～5小时，各部瓦温基本稳定，记录稳定下的轴承温度。空
载瓦温超过60℃，就应提请有关人员研究原因；超过65℃时，则应停机处理。
6、监视各轴承油位变化情况，各轴承应无甩油现象。
7、在启动和空运转中如发现异常现象，如碰撞、磨擦、推力瓦或导轴瓦温度突然升高等异常现象，应立即停机，并报告启委会。
8、启动过程中检查测频回路。
9、配磨碳刷与集电环接触面。保证碳刷与集电环的接触面积不小于80%，碳刷在刷握中无卡塞及偏斜，大轴接地碳刷接触良好。
10、校验测速装置，记录100%额定转速时空载开度及机组的启动开度。
11、测量发电机定子残压值和相序。
（三）机组“手动”停机及停机后检查。
1、手动操作调速器停机。机组转速由额定速率降至20%～30%额定转速时，手动加闸，机组停止转动后解除制动闸。
2、停机过程中监视各轴承温度变化情况，油槽油位变化情况。
3、检查转速继电器动作情况。
4、检查各部螺丝、销钉、锁片、磁极键是否有松动，转动部件焊缝情况，风扇、挡风板、挡风圈及阻尼环有无松动或断裂。
5、检查风闸磨损和自动下落情况。
6、调整各油槽油位信号及油槽油位，调整反馈位移传感器空载位置。
7、检查油、水、气管路接头及阀门、法兰应无渗漏。
（四）调速器空载试验
1、手动开启调速器开机，待机组空转稳定后，检查可编程调速器柜内回路、CPU、A/D模块等电气元件。在调速器电气柜各环节检查正确后进行手动、自动调节试验。
2、进行调速器手、自动运行切换试验，接力器应无明显摆动。在自动调节状态下，机组转速相对摆动值不应超过额定转速的±0.25%。
3、调速器频率给定的调整范围应符合设计要求。
4、调速器空载扰动试验应符合下列要求：
（1）扰动量不超过±8%；
（2）转速最大超调量，不应超过转速扰动量的30%；
（3）超调次数不超过两次。
（4）调节时间应符合规程或设计规定。
通过扰动试验，找出空载运行的最佳参数并记录。
5、在调速器自动运行时，记录接力器活塞摆动值和摆动周期。
6、通过调整调速阀上的调节螺杆来整定机组开、关时间。
（五）机组过速试验及检查
1、过速试验前机组平衡已达到要求，机组在额定转速下的各部振动值达标。
2、根据设计规定的过速保护定值进行机组过速试验。
3、将转速继电器115%和145%的接点从水机保护回路中断开。
4、调速器以手动开机方式使机组转速升至额定转速。待机组运转正常后，将导叶开度限制继续加大，使机组转速上升到115%额定转速，检查转速继电器相应接点动作情况，继续将转速升至145%，检查电气过速保护接点动作情况，继续将转速升至155%，检查机械过速保护接点动作情况。若没有动作或动作误差太大，应进行重新整定后再次试验。
5、过速试验过程中应监视并记录各部位摆动和振动值，记录各轴承温度上升情况。
6、过速试验停机后检查：
6.1检查各轴承甩油情况。
6.2全面检查发电机转动部分，转子磁轭键，磁极键，阻尼环及磁极引线接头，磁轭压紧螺杆、风扇等，有无松动。
6.3检查发电机定子、下机架基础及上机架千斤顶有无松动。
（六）机组自动开、停机试验
这一试验的目的是检验监控系统开停机流程是否正确，检验机组自动开停机回路接线是否正确，自动化元件工作是否可靠。
1、启动前检查调速器应处于“自动”位置，功率给定于“空载”位置，频率给定于额定频率，调速器参数在空载最佳位置；水力机械保护投入；自动开机条件已具备。
2、在机组LCU屏或中控室监控操作界面上操作开机按钮。检查下列各项：
2.1检查自动化元件能否正确动作，监控流程执行是否正确。
2.2记录自发出开机脉冲至机组转速达到额定转速的时间。观察接力器动作情况、记录行程值、摆动值和摆动次数。
2.3推力瓦及各轴瓦温升情况和温度。
2.4检查微机调速器动作情况。
3、机组自动停机试验。
3 .1在机组LCU屏或中控室监控操作界面上操作开机按钮，使机组自动停机。
3.2记录自停机脉冲发出至转速降至制动加闸转速的时间。
3.3记录自动加闸至转速降为零的时间。
3.4检查转速继电器动作是否正确，调速器及自动化元件动作是否正确。
3.5检查制动闸复归情况。
4、模拟机械或电气事故，检查事故停机回路及监控事故停机流程的正确性和可靠性。
（八）发电机定、转子绝缘检查
1、关闭空冷器冷却水，让发电机的机械部分在空转中升温，并注意记录热风的温度（测温制动屏上不大于65℃）。
2、在短路试验前的停机状态测量发电机定、转子绝缘电阻和吸收比合格。（九）发电机短路升流试验
1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行短路升流试验。
2、在10.5KV发电机断路器下端设置可靠的三相短路点（自制短路线）。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。
4、投入水机各保护装置。
5、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常转速稳定。
6、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，C通道手动增励升流至0.2—0.5I e，检查发电机各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查保护装置电流极性正确。
7、录制发电机三相短路特性曲线，在额定电流下测量发电机的振动和摆度和轴电流，检查碳刷及集电环工作情况。
8、在发电机额定电流下，跳开灭磁开关检查灭磁情况应正常，测量发电机灭磁时间常数，录制灭磁过程示波图。
9、检查发电机出口、中性点电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
10、试验合格后自动或手动停机，恢复拆除和短接的接点，并拆除发电机短路点的短路线。
（十）发电机零起升压试验
1、发电机零起升压条件：
1．1外接380V厂用交流电源利用励磁装置对发电机进行零起升压试验。
1．2拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。
1．3 发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入，机械保护投入，振动、摆度监测装置投入，发电机绝缘合格。
2、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定，运转正常。调速系统处于自动调节状态。
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动合灭磁开关，置A通道运行，选择零起升压功能，按起励按钮，手动零起升压，检查起励初始电压应在额定电压的10%，至25%U e时检查下列内容：
4.1发电机及引出线、发电机出口10.5KV断路器、励磁变压器等设备的带电情况。
4.2机组运行中各部振动及摆度的变化情况。
4.3电压回路二次侧相序、相位和电压值的正确性，二次回路应无短路。
5、继续升压至50%、75%、100%U e时，重复检查以上内容。
6、在机组升压过程中，检查发电机低电压和过电压保护动作的正确性，在100%U e 下测量发电机轴电压。
7、将发电机电压降至最低，每递升10%额定电压，记录定子电压、转子电压、励磁电流和机组频率，录制发电机空载特性上升曲线。
8、将发电机励磁电流升至额定空载励磁电流，记录定子激磁对应的最大电压值，然后将定子电压调至1.3U e，持续5分钟作定子线圈匝间耐压试验。
9、由额定电压开始降压，每降低10%额定电压，记录定子电压、转子电压、励磁电流和机组频率，录制发电机空载特性下降曲线。
10、分别在50%和100%U e下跳开灭磁开关，检查灭磁装置灭磁情况，录制示波图。
11、在B、C通道分别检查零起升压工作情况。
（十一）发电机组空载下励磁调节系统的调整和试验
1、检验励磁装置起励功能正常，对励磁调节系统手动和自动状态下的起励进行检查，对手动起励时当电压升到10%U e时，起励磁装置应能正常工作，自动起励时定子电压升至70%U e时，励磁装置应能正常工作。
2、检查励磁调节系统的调节范围应符合设计要求：
（1）自动励磁调节器，应能在发电机空载额定电压U e的70%—110%范围内可连续平滑地调节。
（2）发电机空载额定转速下励磁调节装置手动控制单元的调节范围应在发电机额定电压U e下的10%—110%内可连续平滑地调节。
3、用示波器检查功率柜内整流桥可控硅输出波形；检查控制脉冲在时间轴上分
布应均匀，大小变化一致，可控硅开通角一致，移相脉冲工作可靠、不掉相，调节过程中不突变。
5、在发电机空载状态下，改变发电机转速，测定发电机机端电压变化值，录制发电机电压一频率特性曲线，步骤如下：
5.1手动开机至空载额定转速。
5.2励磁在自动状态下起励、母线建压至U e，调速器转为手动运行。
5.3手动调节导叶开度调节发电机转速。
5.4记录频率在45HZ—55HZ内的机端电压变化值绘制U e—HZ特性曲线。频率值每变化1%，励磁系统应保证发电机电压的变化值不大于额定值±0.25%U e。
6、进行逆变灭磁试验，检查逆变灭磁工作情况。
7、进行励磁调节器低励、过励、PT断线、过电压等保护的调整和模拟动作试验，模拟快熔熔断，检验励磁装置应能可靠工作。
七、主变及高压配电装置试验
（一）主变及高压配电装置短路升流试验
1、外接380V厂用交流电源利用励磁装置对主变及高配进行短路升流试验。
2、在1016隔离开关主变侧设置三相短路点(短接点必须可靠)，解除101断路器和机组出口断路器跳闸回路，做好防跳措施。
3、拉开励磁变高压侧隔离开关，断开励磁变低压侧电缆，从励磁变低压侧电缆接入380V厂用交流电源。
4、手动开机使机组运行在空载状态，发电机各部位温度稳定运转正常，保持机组转速稳定。
5、拆除断路器合闸位置信号接点，短接开机令接点，手动合灭磁开关，C通道手动增励升流至0.2—0.5I e，检查主变、线路各电流回路的准确性和对称性，电流回路应无开路。检查主变、线路保护装置电流极性正确。
6、升流至额定电流，检查主变高压侧电流互感器、线路电流互感器二次回路电流值应符合设计要求。
7、试验合格后停机并拆除短路点的短路线。
（二）发电机带主变零起升压试验
1、发电机带主变零起升压试验应具备的条件：
1．1 断开101断路器，拉开线路1016隔离开关，拉开1901线路TV隔离开关，110kV南云线冷备用。
1．2 发电机保护系统投入，励磁系统投入，辅助设备及信号回路电源投入，机组监控系统投入，机械保护投入，振动、摆度监测装置投入。
1．3 主变保护投入。
1．4 合上#1发电机041断路器。
1．5 合上1号主变低压侧001断路器。
1．6 合上10KV母线TV手车至运行位置。
1．7 断开#1厂变0400断路器，拉开1厂变0400断路器手车至试验位置。
2、自动开机，使机组处于空载状态，各轴瓦瓦温正常，运行正常。
3、监视发电机振动及摆度正常，测量发电机TV二次侧残压及其相间电压的对称性应正常，相序正确。
4、手动零起升压，至25%U e时检查下列内容：
4.1主变10kV出线、主变10.5KV断路器、主变10.5KV共箱母线、主变、线路隔离开关等设备的带电情况。
4.2校核10KV母线TV二次电压回路相序、相位和电压幅值正确、一致。
5、继续升压至50%、75%、100%U e时，重复检查以上内容。
6、降低发电机电压至零，断开发电机出口断路器，断开001断路器。
八、110kV南云线线路冲击试验、#1主变冲击试验
（一）组织领导
110kV南云线线路冲击试验和#1主变冲击试验由临沧供电局、临沧供电局调度所（以下简称地调）、110kV云县变电站、云县亚太投资置业有限公司四家单位配合完成。配合关系为：
1、本次启动试验由临沧供电局组织领导，由临沧地调负责统一指挥调度，各有关单位配合。
2、南河一级电站的工作由云县亚太投资置业有限公司负责。
3、110kV云县变电站的工作由110kV云县变负责。
（二）试验前应具备的条件：
1、南河一级水电站主变、线路及其高压配电装置均已安装完毕，并符合各项验收标准的要求，新设备的试验符合《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》的规定，并验收合格。
2、所有继电保护、安全自动装置均已按部颁《继电保护及电网安全自动装置检验条列》调试完毕，并验收合格。继电保护定值核对正确，各互感器二次均已接线，TA二次侧不得开路，TV二次侧不得短路。
3、南河一级水电站微机监控系统安装调试完毕，并验收合格。
4、安装单位已将设备安装记录、各种图纸、技术资料、试验记录、各种备品备件、专用工具移交运行、检修单位。
5、所有投产设备均已按云临电调[2009]28号文件要求命名完毕，并做好设备命名标志。
6、值班人员已熟悉运行设备，并经培训考试合格；运行值班受令人员已经通过临沧电网调度中心的调度业务培训，并取得受令资格；现场运规、典卡均已编制完毕，并报临沧电力调度中心备案。
7、南河一级水电站至临沧地调、云县变通信及自动化通道畅通可靠。
8、对侧云县变与本次投产试验有关的设备已安装调试完毕，具备送电条件。
9、投运设备、线路无人员工作，安全措施全部拆除，线路绝缘合格，参数测试完成，相序正确，具备送电条件。
10、南河一级电站升压站消防验收合格。
11、现场平整、无杂物、道路通畅、照明光线充足。
12、验收时发现的所有缺陷已处理完毕。
13、110kV南云线101断路器处于冷备用状态，110kV南云线1901线路TV处于冷备用状态。
14、南河一级电站机组、主变已完成升流、升压试验，机组空载各项试验完成，数据合格。
15、经临沧供电局、建设单位及运行单位签字认可，同意投运。（三）110kV南云线线路全电压冲击试验程序
1、断开110kV南云线101断路器。
2、拉开10167接地开关，拉开1016隔离开关，合上1901隔离开关，1号主变冷备用。
3、投入110kV南云线线路保护，退出线路重合闸，投入线路故障录波装置，投入电网解列装置。
4、由110KV云县变合110kV南云线131断路器对110kV南云线全电压冲击合闸试验三次，每次5分钟，每次间隔3分钟，检查线路运行情况，检查1901线路TV工作正常，核对二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（四）1号主变全压冲击试验
1号主变全压冲击试验是在完成线路全电压冲击试验后进行的，试验的操作程序如下：
1、断开#1、#2发电机041、042断路器，拉开#1、#2发电机041、042断路器手车至试验位置。
2、断开#1主变低压侧001断路器，断开#1厂变高压侧0400断路器。
3、10kV母线TV手车在试验位置。
4、合上110kV南云线101断路器对#1主变进行5次全电压冲击试验，第一次10分钟，以后每次5分钟，每次间隔3分钟，检查主变运
行正常，手动启动故障录波装置，检查励磁涌流情况。
九、10kV母线、#1厂变冲击试验
主变冲击试验完成后，进行10kV母线、#1厂变冲击试验。
（一）10kV母线冲击试验
合上10kV母线TV手车至工作位置，合上主变低压侧001断路器，对10kV母线全电压冲击试验一次。核对10kV母线二次电压相序、相位正确，监控系统电压指示正确，三相平衡。
（二）#1厂变冲击试验
（1）拉开#1厂变低压侧断路器。
（2）合上#1厂变高压侧0400断路器对#1厂变进行全电压冲击试验，检查厂变运行正常，测量厂变低压侧电压、相序正确。
（3）#1厂变冲击试验完成后投入厂用电自动切换装置，将厂用电切换到#1厂变供电，检查厂用电运行正常。
冲击试验完成后，1号主变、10kV母线、#1厂变运行。
九、发电机同期并列及带负荷试验
（一）发电机同期并列试验
1、#1发电机并列试验
1．1 模拟并列：
（1）检查#1、#2发电机041、042断路器在分闸位置，断路器手车在试验位置。
（2）开#1机起励建压，检查同期回路的正确性。
（3）在机旁LCU屏用手动准同期并列，检查同步表工作正常。在断路器合闸瞬间，同时检查接入的电压表显示回零、同步检查继电器接点闭合、同步表同时过同步点、断路器合闸正常。
（4）在机旁用自动准同期并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
（5）在中控室用自动准同期并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角
差符合规定，断路器合闸正常。
每次模拟并列正常后应断开发电机断路器。
1.2、准同期并网试验
模拟准同期并列正常后，方可进行发电机准同期并网试验。
1.2．1 手动准同期并网
（1）合上断路器手车至工作位置。
（2）在机旁用手动准同期并网，投入手动准同期装置，调节机组电压、频率、相位和系统电压、频率、相位一致，合上机组断路器，检查断路器合闸成功，机组无冲击，注意不要使机组逆功率。
（3）并列成功后带上少量有功、无功负荷，检查机组、励磁、调速器工作正常。
（4）断开机组断路器，使发电机与系统解列。
1.2．2 自动准同期并列
分别在机旁、中控室利用自动准同期装置进行并网试验，检查断路器合闸成功，机组无冲击，注意不要使机组逆功率。并列成功后带上少量有功、无功负荷，检查机组、励磁、调速器工作正常。
试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
2、#2发电机并列试验
程序同#1机
3、#2发电机同#1发电机进行同期并列试验。
试验时应断开001断路器，并拉开手车至试验位置。
（二）线路准同期并列试验
1、断开线路101断路器，检查断路器在分。
2、拉开1016隔离开关。
3、合上#1发电机断路器，利用#1号机带主变零起升压。
4、利用线路准同期装置进行模拟并列，检查自动准同期装置工作正常，合闸时相角差符合规定，断路器合闸正常。
5、合上1016隔离开关。
6、利用线路准同期装置并网，监视并网成功，断路器合闸正常，机组无冲击。
7、试验完成后断开机组断路器，使发电机与系统解列。
（三）测保护极性
1、确认南河电站发电机组（1号、2号）与系统侧核相正确；
2、根据调度指令，退出110kV南云线两侧光纤差动保护；
3、退出南河电站1号主变差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
4、退出南河电站1号主变高压侧复压过流保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
5、根据调度指令，南河电站2号发电机组带25％以上的额定负荷（如果情况不允许，最少安排2MW的出力，配合保护极性测试）；
6、根据调度指令，进行110kV南云线两侧光纤差动保护极性测试、线路保护方向测试并确认正确；
7、投入110kV南云线两侧光纤差动保护。
8、退出南河电站2号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入；
9、向调度申请开1号机进行保护极性测试，退出南河电站1号发电机差动保护，进行保护极性测试并确认正确后投入。
（四）带负荷试验
在完成发电机、线路同期并列试验正常后，可进行机组带负荷试验。
1、操作机组自动准同期装置使发电机与系统并网，逐渐增加有功、无功负荷，按25%、50%、75%、100%额定负荷逐级增加，各负荷值稳定5～10分钟，检查下列各项：
（1）检查机组各部位运转情况，测量机组振动、摆度值，记录机组轴承温度、导叶开度；
（2）检查尾水出水是否畅通；
（3）核实在当时水头下，机组产生振动的负荷区，记录导叶开度。
调试方案 日期 xxxx-5-8 XTS/F30（1）TG-TS-01 项目名称 xxxx 省电力建设调整试验所 xxxx 电厂#1机组 总体调试大纲
发电有限公司#1机组 总体调试大纲 第一章编写依据及说明 1.1 总则 xxxx省电力建设调整试验所于1999年12月，通过电力基建工程调试GB/T19001质量管理体系认证；于2000年初进行质量管理体系2000版标准转换工作，并于2000年07月通过中国船级社质量管理体系认证中心的审核。 新建机组的调试是全面检验主要设备及其配套系统的制造、设计、施工、调试和运行的重要环节，是保证机组能安全、可靠、文明地投入生产，形成生产能力，发挥投资效益的关健性程序，调试工作的质量受到工程建设过程中各环节工作质量制约。 调试单位对机组调试工作的质量负责。为保证调试工作质量，将根据国家、行业颁布的法律、法规、标准、规程等的有关规定，按照设计、设备的技术文件要求，依靠自身的技术实力，科学合理地组织机组的调试工作，进行认真地检查、调整、试验，使机组顺利完成分部试运、整套启动试运，通过试生产投入商业运行。 xxxx发电有限公司2×300MW工程厂址位于桃源县中东部的盘塘镇，位于创元铝厂东南部，利用创元铝厂东南部原规划预留场地布置主厂房。#1机组要求于xxxx年9月投产，#2机组要求于2008年3月投产。 1.2 编写依据 1.2.1 xxxx省电力建设调整试验所与xxxx发电有限公司于2005年10月
签订的《xxxx发电有限公司2×300MW机组调试工程委托合同》。 1.2.2 原电力工业部颁发的《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（1996年版）电建〔1996〕159号。 1.2.3 原电力工业部颁发的《火电工程启动调试工作规定》建质〔1996〕40号。 1.2.4 原电力部颁发的《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（1996年版）建质〔1996〕111号。 1.2.5 中国电力建设企业协会颁发的《火电机组达标投产考核标准（2004年版）》电建企协〔2004〕25号。 1.2.6 原电力工业部颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇DL/T5047—95）、（汽轮机机组篇DL5011—96）、（火力发电厂化学篇DLJ58—81）、中国电力建设企业协会颁发的《电力建设施工及验收技术规范》（热工自动化篇DL/T5190.5-2004）。 1.2.7 国家标准《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150—91）。 1.2.8 原水电部颁发的《电力基本建设热力设备化学监督导则》（SDJJS03—88）。 1.2.9 原能源部颁发的《电力建设安全工作规程》（火力发电厂部分）（DL5009·1—92）。 1.2.10 国家电力公司颁发的《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》国电发〔2000〕589号。 1.2.11 中国电力建设企业协会颁发的《锅炉启动调试导则》DL/T852-2004
××水电站机组启动试运行方案 1、机组启动试运行作业流程图 机组启动试运行前的检查 压力钢管及蜗壳充水 机组首次起动 调速器空载扰动试验 过速试验 自动开停机试验 发电机定子绕组的直流耐压试验 发电机升压试验 升压站升压试验 励磁装置试验 主变冲击试验 解并列试验 带负荷试验 甩负荷试验 低油压关机试验 事故配压阀动作关机试验 动水关闭电动蝶阀试验 72小时试运行 检修、开机移交 2、作业方法及要求 2.1 机组起动试运行前的检查 2.1.1 作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组 成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1 水轮机部分的验收检查； 2.1.1.2 调速系统的验收检查； 2.1.1.3 发电机部分的验收检查； 2.1.1.4 励磁系统的验收检查； 2.1.1.5 油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.6 电气一次设备的验收检查； 2.1.1.7 电气二次设备的验收检查； 2.1.2 质量检验 2.1.2.1 检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91
《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92 《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90 2.1.2.2 检验方法和器具：目测及检查记录 2.2 压力钢管及蜗壳充水 2.2.1 作业方法 2.2.1.1 检查压力钢管、电动蝶阀、伸缩节、蜗壳等各连接螺栓应紧固，人孔门应 关闭严密，并全关技术供水总阀。 2.2.1.2 全开全关电动蝶阀，应动作灵活，无卡堵现象；试验完毕后全关电动蝶阀 主阀及旁通阀并投入锁定。 2.2.1.3 检查调速器油压装置处于正常工作状态，压力油罐压力及油位正常。手动 操作调速器，使导叶全行程开、关数次无异常情况。检查完成后将导叶全关，并投入接 力器锁锭和调速器锁锭，漏油装置处于自动运行状态。 2.2.1.4 投入发电机制动、使机组处于制动状态。 2.2.1.5 缓慢关闭前池冲沙闸门，使前池水流缓慢向压力钢管充水。注意监视电动 蝶阀前压力表读数，检查压力钢管充水情况。 2.2.1.6 检查压力管道、电动蝶阀的漏水情况，无异后打开蝶阀旁通阀，向蜗壳充 水，记录蜗壳充水时间。 2.2.1.7 蜗壳平压后，打开电动蝶阀，进行静水下的开关试验，检查阀体启闭动 作，记录阀体开启和关闭时间，在手动操作合格后，进行自动操作的启闭动作试验，分 别进行现地和远方操作试验。试验完后，全开电动蝶阀，关闭旁通阀。 2.2.2 质量检验 2.2.2.1 检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第 3.1 条、第 3.2 条 2.2.2.2 检验方法和器具 1).记录上游水位，检查压力钢管及蜗壳压力表，直至压力钢管充水平压，充水过 程中监视压力钢管及蜗壳有无异常情况。 2).从电动蝶阀、伸缩节等处，检查蝶阀的漏水情况。 3).目测检查蜗壳底座、蜗壳放空阀等处的漏水情况。 4).检查前后墙板、导水机构和主轴密封漏水情况。 5).检查各压力表及测压管的漏水情况，并记录其指示值。 6).在机旁仪表盘上，监视并记录水位计的毛水头及水力测量系统表计的读数。 7).监视厂房渗漏集水井内的水位变化情况。 2.3 技术供水调试 2.3.1 作业方法 2.3.1.1 关闭各支路供水阀门，打开蝶阀前供水总阀，向技术供水系统总管充水。 注意监视进出口水压力。 2.3.1.2 打开技术供水总管排污阀，排出管道内污物，待水质变清且无杂质流出后 关闭排污阀。 2.3.1.3 机组技术供水总管充水运行稳定后，打开冷却水进水总阀和冷却水出水阀， 然后缓缓开启冷却水进水总阀后的手动闸阀，使冷却水压力保持在0.25MPa 左右。 2.3.1.4 充水过程中，应检查以下项目： 1） .整个技术供水系统中各管道、阀门、接头不应有漏水现象。
机组启动试运行作业指导书1、机组启动试运行作业流程图
2、作业方法及要求 2.1机组起动试运行前的检查 2.1.1作业方法 在起动验收委员会的领导下，有业主、监理、设计、生产单位、安装单位参加组成的验收检查组对以下项目进行验收检查。 2.1.1.1引水系统的验收检查； 2.1.1.2水轮机部分的验收检查； 2.1.1.3调速系统的验收检查； 2.1.1.4发电机部分的验收检查； 2.1.1.5励磁系统的验收检查； 2.1.1.6油、气、水系统的验收检查； 2.1.1.7电气一次设备的验收检查； 2.1.1.8电气二次设备的验收检查； 2.1.2质量检验 2.1.2.1检验依据 有关厂家技术说明书和设计图纸 《水轮机基本技术条件》GB/T15468-1995 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 《水轮机调速器与油压装置技术条件》GB/T8652.1-1997 《水轮机调速器与油压装置试验验收规程》GB/T8562.2-1997 《同步电机励磁系统大中型同步发电机励磁系统技术要求》GB7409.3-1997 《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》GB50150-91 《大中型水轮发电机静止整流励磁系统及装置试验规程》DL489-92 《水轮发电机基本技术条件》GB7894-2000 《三相同步电机试验方法》GB1029-1993 《电气装置安装工程盘、柜及二次回路结线施工及验收规范》GB50171-92
《电气装置安装工程高压电器施工及验收规范》GBJ147-90
《进口水轮发电机（发电/电动机）设备技术规范》DL/T730-2000 2.1.2.2检验方法和器具：目测及检查记录 2.2尾水充水 2.2.1作业方法 2.2.1.1全关机组蜗壳进人门及尾水进人门。 2.2.1.2全关机组蜗壳放空阀，锁锭投入。 2.2.1.3投入空气围带 2.2.1.4关闭蜗壳取水阀 2.2.1.5关闭尾水盘形阀，且关闭严密，锁锭装置已投入。 2.2.1.6顶盖排水泵及其电源处于完好状态。 2.2.1.7水机室用于顶盖紧急备用排水的潜水泵已准备就绪。 2.2.1.8手动操作调速器将机组导叶打开3%-5%开度。 2.2.1.9打开尾水充水阀，向尾水充水。 2.2.1.10充水过程中，观察尾水管进口测压表、顶盖及蜗壳测压表。 2.2.1.11充水过程中，观察顶盖自流排水情况。 2.2.1.12待平压后，用尾水门机提起尾水门，并进行静水下的起落试验。试验完后，将尾水门全开并锁定在门槽上。 2.2.1.13进行顶盖排水泵排水调试。 2.2.1.14充水结束后关闭导叶，投入接力器锁锭。 2.2.1.15关闭尾水充水阀。 2.2.2质量检验 2.2.2.1检验依据 《水轮发电机组起动试验规程》DL507-93第3.1条、第3.2条 《水轮发电机组安装技术规范》GB8564-88 2.1.2.2检验方法和器具 1）.充水过程中，用目测方法，监视检查尾水盘形阀、尾水锥管进人门及蜗壳进人门的密闭性及漏水情况。
泵站机组试运行方 案
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.经过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，因此必须经过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序
为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。2.1.1水泵部分的检查。 1).检查转轮间隙，并做好记录。转轮间隙力求相等，否则易造成机组径向振动和汽蚀。 2).叶片轴处渗漏检查。 3).全调节水泵要作叶片角度调节试验。 4).技术供水充水试验，检查水封渗漏是否符合规定或橡胶轴承通水冷却或润滑情况。 5).检查轴承转动油盆油位及轴承的密封性。 2.1.2辅助设备的检查与单机试运行。 1).检查油压槽、回油箱及贮油槽油位，同时试验液位计动作的正确性。 2).检查和调整油、气、水系统的信号元件及执行元件动作的可靠性。 3).检查所有压力表计、真空表计、液位计、温度计等反应的正确
麻风电场一期工程风电机组整体启动调试大纲风力发电有限责任公司 二零一零年八月 麻风电场一期 风机整套启动调试大纲会签单
目录 1调试试运组单位及组织机构 2整套启动调试的目的 3编制依据 4整套启动调试围、机构设置、要求及职责分工5整套启动调试的原则安排 6启动调试试运应具备的条件 7单台机组启动调试试运项目 8工程整套启动调试试运
1调试试运单位及组织机构 根据银星能源股份［20１０］号《关于麻风电场一期4９．５MW工程整体调试安排的通知》 1.1调试试运单位 1.2组织机构 组长： 组员： 2 整套启动调试的目的 启动调试是对设备、设计和施工等环节的全面考核和检验，是衔接基建和生产的一个重要阶段，起着承上启下的作用。只有经过整套设备的调试实验，才能使整套机组形成生产能力。机组调整试运阶段也是对设计,设备和安装质量的动态检验,启动调试的质量状况将直接影响机组的移交水平和投产后的经济效益. 本期调试为４８台机组、３条３５kV线路及一座110kV升压站。启动调试的目的在于对麻风电场一期工程进行全面动态调试考核,以检验机组是否能满足电厂安全稳定发电的要求,是否达到设计和设备的技术保证数据的要求。 3编制依据 3.1《中华人民国合同法》 3.2《风力发电场项目建设工程验收规程》 3.3《电力建设安全工作规程》 3.4《电力建设安全健康与环境管理工作规定》 3.5《电力生产安全规定》3.6《电业生产安全工作规定》 3.7《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》 3.8《电力工业技术管理法规》 3.9制造厂图纸、安装和使用说明书、质保书和出厂证明书 3.10设计文件、图纸、说明书、调试有关文件和会议纪要等上述标准、规程、规均应是现行有效版本。在调试过程中，如遇到国家、部、局的有关标准和技术规与供货合同或会议纪要中规定的标准不一致时，由业主主持有关单位协商解决。原则上按照供货合同、会议纪要规定中的较高标准执行。 4整套启动调试围、机构设置、要求及职责分工 4.1麻风电场一期４９．５MW工程调试工作围将按照《风力发电场项目建设工程验收规程》。不免除制造厂、施工单位等其他单位应该承担的调试责任。 4.2机组整套联合启动的时间围，是指由风力发电机组、３５kV箱式变、３５kV架空线路、110kV升压站第一次联合启动开始，直至机组完成２４０小时带负荷试运为止。 4.3整套启动调试的职责分工按照《风力发电场项目建设工程验收规程（2004年版）》麻风电场建设工程试运指挥部的决定和有关合同协议执行。其原则是： 4.3.1整套启动试运工作由麻风电场建设工程试运指挥部统一领导指挥。其主要职责是全面组织、领导和协调机组启动调试试运工作；对调试试运中的安全、质量进度全面负责；审批重要的启动调试方案和措施；协调解决调试试运中出现的重大问题。建设工程试运指挥部下设整套调试试运组，组长由主体调试单位负责，其主要职责是负责检查机组整套调试试运应具备的条件，提出整套调试试运计划和顺序安排，负责组织实施启动调试方案和措施，全面负责整套启动调试试运的现场指挥和具体协调工作。 4.3.2建设单位全面协助调试试运指挥部做好整套启动调试试运中的组织管理工作，参加试运各阶段的检查、协调、交接验收和竣工验收的日常工作；协调解决参建各单位合同执行中出现的问题和外部联系。为工程整套启动调试试运提供工程建设总结。
大型排涝泵站首（末）台机组 启动验收实施细则 第一节验收程序 泵站首（末）台机组启动验收依照下列程序进行： 1、更新改造泵站具备试运行条件后，项目法人首先组织机组启动试运行。 2、项目法人在完成机组启动试运行后，再组织机组启动技术预验收。 3、项目法人在技术预验收通过后提出阶段验收申请报告报法人验收监督管理机关审查。项目法人与法人验收监督管理机关为同一主体的，报上一级水行政主管部门审查（下同）。 4、阶段验收申请报告审查通过后法人验收监督管理机关将阶段验收申请报告转报省水利厅，由省水利厅决定是否同意进行阶段验收。 5、省水利厅同意进行阶段验收后协商有关单位，拟定验收时间、地点、委员会等有关事宜，组织首（末）台机组启动验收。
第二节机组启动试运行 1、机组启动试运行前，施工单位向项目法人提出机组启动试运行申请报告。 2、机组启动试运行由项目法人主持，设计单位、土建工程施工单位、安装单位、监理单位（包括监造）、设备生产单位、质量监督单位以及运行管理单位参加。 3、机组启动试运行前，项目法人首先将试运行工作安排报法人验收监督管理机关审查，批准后方可实施。 4、项目法人再将试运行工作安排及法人验收监督管理机关审查意见报省水行政主管部门备案。 5、省水利厅可在必要时派专家到现场收集有关资料，指导项目法人进行机组启动试运行工作。 6、机组启动试运行应具备的条件： （1）泵站土建工程已基本完成，必须动用的部分水工建筑物和输水管道已通过分部工程验收，进水、出水池水位及来水量均满足试运行要求。 （2）主机组及辅助设备已安装完毕，有关工作闸门、检修闸门等断流装置及启闭机设备已安装完成，并已通过分部工程验收，能满足泵站试运行要求。 （3）泵站供电确有保证，供电线路、变电站等均已验收合格，试运行用电计划已落实。 （4）泵站消防系统已通过检查验收，消防设备齐全、到位。
新疆博湖苇业有限责任公司汽轮发电机组整组启动调试大纲（1×15MW汽轮发电机组） 编写： 审核： 批准； 新疆博湖苇业有限责任公司 2012年11月9日
目录 1、概况 2、编制设备的依据 3、主要设备的概况 4、机组联合启动试运的组织及职责 5、启动调试阶段分工 6、调试项目 7、调试程序 8、调试组织措施
1、概况 新疆博湖苇业有限责任公司迁建工程一机一炉设计，锅炉设备是四川锅炉厂生产的高压、高温循环流化床锅炉，汽轮发电机是由武汉汽轮电机厂生产的CC15-8.83/1.2/0.6型高压、单缸、双抽汽、冲动式 汽轮机。 工程设计由武汉轻工设计研究院负责设计，由华川安装有限公司负责设备安装，新疆博湖苇业有限责任公司负责调试 2、编制的依据 2.1火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程。 2.2火电工程启动调试工作规定。 2.3电力建设施工及验收。 2.4火电工程调整试运质量检验及评定标准。 2.5电力生产安全工作规定。 2.6设备及制造厂资料。 3、主要设备概况 1汽轮机主要技术参数 1.1型号 CC15-8.83/1.2/0.6 1.2型式高压单缸、冲动、双抽汽凝汽式 1.3调节方式喷嘴调节 1.4功率 额定抽泣工况 15642.2KW 最大抽汽工况 18074.2KW 纯凝汽工况 15098.9KW 1.5工作转速 3000r/min 1.6转子旋转方向从汽机头往发电机方向看为顺时针 1.7工作电网频率 50HZ
1.8蒸汽初压 8.83Mpa 1.9蒸汽初温 535℃ 1.10额定抽汽压力 中压抽汽压力 1.2Mpa 低压抽汽压力 0.6Mpa 1.11抽汽流量 中压额定/最大抽汽量50/63t/h 低压额定/最大抽气量17/35t/h 1.12进汽流量 额定抽汽工况 112t/h 纯凝汽工况 59t/h 1.13排汽压力 额定抽汽工况 0.0040Mpa 纯凝汽工况 0.0055Mpa 1.14冷却水温 20℃ 1.15给水温度 额定抽汽工况 215℃ 纯凝汽工况 192.9℃ 1.16汽轮机转子临界转速 ~1723r/min 1.17汽缸数 1 1.18级数共18级 1.19回热抽汽级数：5级，分别在4、8、11、13、16后抽汽。 1.20加热器数 高压加热器 2台 除氧器 1台 低压加热器 3台 4.
XXXXXXX机组试运行方案 第一章总则 一、本程序依据《泵站技术规范》（SL317－2004）、《电气装置安装工程施工及验收规范合编》、XX省水利勘测设计研究院有关技施设计图纸及厂家资料，结合本站的实际情况而编写； 二、本程序必须经启动委员会批准后方可实施，实施过程中如需更改程序必须经启动委员会同意。 第二章高低压设备带电试验 高低压设备带电试运行有如下几个步骤组成：（1）35kv开关站母线带电；（2）主变压器冲击合闸试验；（3）10kV高压柜带电和厂用变压器冲击合闸试验；（4）0.4kV厂用低压柜带电。 一、带电试验应具备条件 1、开关站道路必须畅通，场地无杂物，围墙已装饰完毕，开关站进出门锁已装好； 2、开关站接地网、厂房接地网接地电阻符合设计要求； 3、所有带电设备的接地套管及外壳应可靠接地； 4、消防系统应满足设备带电条件； 5、带电警示牌已悬挂完整； 6、运行值班人员已就位；
7、通讯设备已开通，运行正常，照明符合要求； 8、隔离开关及断路器手自动操作正常，回路模拟正确，设备标签和设备编号应清晰、准确无误； 9、主变压器试验合格，主变压器保护装置应整定正确； 10、开关站其它所有待投入使用的设备必须经过试验； 11、检查电流互感器二次回路不得开路，电压互感器二次回路不得短路； 12、变压器冲击合闸前，应将气体继电器的轻瓦斯信号触点接到变压器保护的跳闸回路，过流保护时限整定为瞬时动作； 13、高压开关柜内所有设备调试合格； 14、厂用进线、馈线柜调试完毕。 二、35KV母线带电操作 1、35KV母线冲击带电操作前，检查确认母线PT接地刀闸处于分闸位置，母线PT隔离开关处于合闸位置，1#或2#35KV线路已处于带电状态。 2、合1#或2#35KV线路线路侧隔离开关。 3、合1#或2#35KV线路母线侧隔离开关。 4、中控室合1#或2#线路断路器，第一次冲击母线。 5、等待15分钟远方跳开1#或2#线路断路器。 6、确认母线带电正常的情况下，远方合1#或2#线路断路器，第二次冲击母线。
水利枢纽工程机组启动试运行工作报告
XXXX 水利枢纽工程 六号机组启动试运行工作报告 批准： 审核： 校核： 编写：
编写单位：中国水利水电第X工程局XX水利枢纽机电安装项目部 日期：XXXX年X月XX日 目录 1概述 (3) 1．1试运行指挥部成立 (3) 1．2工作的开展情况 (3) 1．3启动试运行程序大纲的编写 (4) 2启动试运行试验的完成情况 (4) 2．1充水试验 (4) 2．2机组首次手动启动试验 (5) 2．3机组过速试验 (7) 2．4机组自动开停机试验 (7) 2．5发电机短路升流试验 (8) 2．6发电机单相接地试验 (9) 2．7发电机过压保护试验 (9) 2．8发电机零起升压试验 (9) 2．9发电机空载特性试验 (9) 2．10发电机带厂高变、主变及开关站短路升流试验 (10) 2．11发电机带厂高变、主变及开关站零起升压及主变单相接地试验 (10) 2．12发电机空载下的励磁调整试验 (10) 2．13计算机监控系统自动开机到空载试验 (11) 2．14开关站220kV设备及主变冲击受电试验 (11) 2．15机组同期并网试验 (13)
2．16机组带负荷状态下试验 (13) 2．17甩负荷试验 (14) 2．18机组事故停机试验 (15) 2．19机组带负荷72小时连续试运行 (16) 3移交试生产 (17) 4需完善的工作 (17) 4．1主轴密封水供水 (17) 5电气试验过程中所录制的波形 (19) 1、概述 1.1试运行指挥部的成立 试运行指挥部由XX水电公司、中国水利水电第X工程局、XXXXXX检修公司XX项目部、水电X局机电安装项目部（以下简称XX局机电项目部）、XX省电力建设监理有限公司、XX电力工业勘察设计院、XX电网公司、XXXX所计量中心、XXXXXX电机厂有限责任公司的相关人员组成。 1.2工作的开展情况 XX厂房6#机组安装调试后，XX局机电项目部自检合格后，运行指挥部审议通过了XX局项目部编制的《6号机组起动试运行程序大纲》（下简称大纲）和试运行计划，并提出修改修正意见，要求修改后待试运行指挥部报启委会审批。 相关单位有条不紊地组织实施启动试运行工作，监督、检查各成员单位启动试运行准备工作包括试运行组织机构的准备、试运行程序大纲和运行规程的
CB01 施工技术方案申报表 （清远[2016]技案 08号） 说明：本表一式四份，由承包人填写，监理机构、建设单位审核后，承包人、监理机构各1份，返回发包人2份。
泵站机组试运行方案 1、试运行的目的和内容 1.1试运行的目的 ⑴.参照设计、施工、安装及验收等有关规程、规范及其技术文件的规定，结合泵站的具体情况，对整个泵站的土建工程,机、电设备及金属结构的安装进行全面系统的质量检查和鉴定，以作为评定工程质量的依据。 ⑵.通过试运行安装工程质量符合规程、规范要求，便可进行全面交接验收工作，施工、安装单位将泵站移交给生产管理单位正式投人运行。 1.2试运行的内容 机组试运行工作范围很广，包括检验、试验和监视运行，它们相互联系密切。由于水泵机组为首次启动，而又以试验为主，对运行性能均不了解，所以必须通过一系列的试验才能掌握。其内容主要有： ⑴.机组充水试验。 ⑵.机组空载试运行 ⑶.机组负载试运行 ⑷.机组自动开停机试验。 试运行过程中、必须按规定进行全面详细的记录，要整理成技术资料，在试运行结束后，交鉴定、验收、交接组织，进行正确评估并建立档案保存。 2、试运行的程序 为保证机组试运行的安全、可靠，并得到完善可靠的技术资料，启动调整必须逐步深入，稳步进行。 2.1试运行前的准备工作 试运行前要成立试运行小组，拟定试运行程序及注意事项，组织运行操作人员和值班人员学习操作规程、安全知识，然后由试运行人员进行全面认真的检查。 试运行现场必须进行彻底清扫，使运行现场有条不紊，并适当悬挂一些标牌、图表，为机组试运行提供良好的环境条件和协调的气氛。 2.1.1管道部分的检查。 具体工作有： 1).封闭泵站防盗门。 2).在静水压力下，检查调整检修闸门的启闭；对快速阀门、工作阀门的手动、自动作启闭试验，检查其密封性和可靠性。 3).离心泵应着重管道的密封性检查，其次是管道表面的光滑性。清除管道内杂物，
机组启动试运行调试大 纲精编 Document number：WTT-LKK-GBB-08921-EIGG-22986
8号机组启动试运行调试大纲批准： 审核： 编制： 大唐衡阳发电股份有限公司 2013年2月3日
8#机组启动试运行调试大纲目录 第一章总则 第二章编写依据及说明 第三章工程概况 概述 8号机组主要设备参数 第四章启动试运行应具备的条件 第五章启动试运技术要点及措施 机组起动试运行前的检查 5.1.1引水系统的检查 5.1.2水轮机部分的检查 5.1.3调速系统及其设备的检查 5.1.4发电机部分的检查 5.1.5励磁系统的检查 5.1.6油、水、气系统的检查 5.1.7电气一次设备的检查 5.1.8电气二次系统及回路的检查 5.1.9消防系统及设备的检查 水轮发电机组充水试验 5.2.1 充水条件 5.2.2 尾水充水 5.2.3 蜗壳充水
、机组启动和空转试验 5.3.1启动前的准备 5.3.2首次手动启动试验 5.3.3 调速器空载试验 5.3.4手动停机过程及停机后检查 5.3.5 机组过速试验及检查 机组自动开停机试验 5.4.1 自动开机需具备的条件 5.4.2机组LCU8自动开机至空载 5.4.3 机组LCU8自动停机 、水轮发电机组空载试验 5.5.1 发电机短路升流试验 5.5.2 发电机升压试验 5.5.3 空载下励磁装置的调试 机组并列及负荷试验 5.6.1 水轮发电机组空载并列试验 280的自动假同期试验 280的自动准同期试验 5.6.4 计算机监控系统自动开机并网试验 5.6.5 机组带负荷试验 5.6.6 机组甩负荷试验 5.6.7 低油压事故停机试验
机组启动试运行方案 一、编制依据： 1、水轮发电机组安装技术规范（GB/T-8564-2003）； 2、水轮发电机组启动试验规程（DL/T507-2002）； 3、杭州大路发电设备有限公司有关技术文件和设计图纸； （1）水轮机安装、使用、维护说明书及技术条件； （2），10.5KV水轮发电机安装、使用、维护说明书及技术条件； 4、水利部农村电气化研究所施工图。 二、机组起动试运行目的 1、通过机组试运行，考验机组设计、制造和安装的质量，可以发现机组在制造和安装中出现的问题和存在的缺陷，并及时予以消除，从而达到确保机组长期安全可靠、稳定运行的要求。 2、验证机组与有关电气及机械设备协联动作的正确性，以及自动化元件的可靠性，并对相关参数进行测定，掌握机组和电气设备的实际最优工况和性能，为今后长期稳定运行提供技术保障。 三、机组试运行应具备的条件 1、厂房机电设备安装已完成，并经静态调试合格： （1）水轮发电机组、球阀、调速器已安装完成，并完成静态调试； （2）油气水等辅助设备已安装完成，经调试合格，可以投运； （3）电气设备已安装完成，并经试验合格； （4）升压变电工程安装完成、试验合格，经电网公司验收合格； （5）机组及公用设备自动化系统已安装完成，完成静态调试，满足机组试运行要求。
2、厂用电系统已投入运行，满足试运行要求。 3、引水系统土建、金属结构、机电设备施工完成，机电设备经调试合格，具备充水条件。 4、水库蓄水正常，水位满足试运行要求。 5、机组启动小组已成立，组织机构健全。 6、通信系统施工完成，通信系统畅通，满足试运行要求。 四、机组启动试运行前的检查 （一）引水系统检查 （1）进水口拦污栅、事故闸门、充水阀、起闭装置安装完工，手动、自动操作均已调试合格，起闭情况良好。 （2）引水隧洞、压力管道已施工完毕，灌浆孔封堵完毕，钢筋头割除，除锈防腐工程结束，各支洞进人孔已封闭，洞内施工垃圾已全面清理干净，无杂物。 （3）两台机球阀已安装调试完毕，经无水调试符合要求；两台机球阀均处于全关位置，操作油路关闭，并采取防误动安全措施。 （4）蜗壳内过流通道杂物及施工垃圾清除干净，蜗壳内清扫干净，尾水管内临时支撑平台己拆除。 （5）尾水闸门及起闭设备安装完工，调试合格，起闭情况良好，尾水闸门已打开。 （6）尾水出水畅通，出水口及河道临时防护墙已拆除。 上述工作结束后经有关各方会同检查完毕，方可封堵尾水、支洞进人门，进人门密封应处理严密。 （二）水轮机部分检查 （1）水轮机转轮、水导轴承、主轴密封等设备安装完毕，并经验收合格，水轮机内无遗留物，导叶处于全关闭状态。 （2）水轮机导水机构已安装完工，检验合格，并处于关闭状态，接力器锁锭投入，导叶最大开度、立面间隙、端面间隙及压紧行程检验合格，符合设计要求。
说明 1 、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装项目部 编制，经3# 机组启动验收委员会审查通过后执行。 2、龙马水电站在系统中担任发电、调峰、调频和事故备用，无调相运行工况。 3、根据龙马电站目前运行库水位及主机厂家提供的机组运行特性曲线，机组试验时，库区最低水位605 米高程，一台机组满发尾水水位522 米高程。 4、甩负荷试验按当时最大水头下的25 ％、50 ％、75 ％、 100 ％ 额定负荷进行。特申请3＃机组按当前最大负荷进行甩负荷试验后进入72 小时试运行。
龙马水电站3#机组启动试运行程序 第一条总则 1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进行综合性考验； 2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作； 3、本程序是根据国家现行的规程规范，结合本电站的实际情况及有关的技术协议、合同条款等编制而成； 4、试运行过程做好调试记录，及时整理、签字，为完成竣工资料做好准备。 第二条3#机组启动试运行前的检查 一、3#机组引水系统的检查 1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。 2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、工作闸门、充水阀、启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。 3、3#机组压力管道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。尾水管进人门、蜗壳进人门已严密封闭。 4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 5、3#机组尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。 6、1#、2#、3#机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。
惠州市联和水电站增效扩容改造工 程 欧阳光明（2021.03.07） 机组启动试运行计划及方案 惠州市弘基水利工程有限公司 2016年2月
目录 一、工程概况1 二、机组启动试运行计划安排1 1、设立试运行组织机构1 2、试运行工作程序3 3、启动试运行工作时间安排3 三、机组启动试运行方案4 1、充水试验4 2、机组启动和空转试验5 3、机组自动开停机试验9 4、发电机及发电机带主变升流试验11 5、发电机单相接地试验及升压试验13 6、发电机空载下的励磁调整和试验15 7、机组同期并网试验16 8、机组负荷试验18 9、机组带负荷72h连续试运行20
一、工程概况 增博联和水库位于东经113.9度，北纬13.3度，地处博罗县福田镇石巷村东北约1.5公里，罗浮山主峰西麓，属东江二级支流上游，联和水中游。联和水库（中）型枢纽工程于1964年建成，水库库容为8160万m3，集雨面积为110.8 km2，水库是一宗以灌溉为主，兼有发电、防洪和水产养殖等综合效益的水利枢纽工程。联和水电站为联和水库坝后电站，电站于1981年建成投产，电站装机容量为4×500千瓦，总装机容量为2000千瓦，发电设计流量为12m3/s。尾水流入灌渠灌溉农田11.74万亩。 在1989年，对联和水库（中）型枢纽工程进行除险加固。联和水库首要任务是保证灌溉供水，因此根据供水需求，进行发电运行。联和水电站机组经过31年运行发电，水轮机转轮气蚀严重，效率下降，耗水率增加，出力减少；发电机绝缘老化、温升高、损耗大及噪声大，最近2年已经接连发生两次线圈击穿烧毁事故；严重影响电站安全生产和发电效益。为了充分发挥水能，增效扩容改造选择机组改造方案充分考虑原机型和布置形式，尽可能利用原机组埋入部件和厂房建筑，节省改造成本，根据引水系统和流道情况，选择更换水轮机转轮，更换原水轮机转轮后，水轮机型号为HLS3633-LH-60。根据更换水轮机转轮后出力增加，选配SFＷ630-8/990发电机。每台机扩大容量为130千瓦，共扩容520千瓦。 二、机组启动试运行计划安排 1、设立试运行组织机构 联和水库电站增效扩容改造工程1#和2#机组于2016年2月1日改造完成，为检测安装质量及检验设备质量，需要对经过改造后的2台机组进行启动试运行。为确保试运行过程中能安全及有条有序地进行，按相关规定，决定成立联和水库电站机组试运行小组。试运行小
1工程概况泵站概况 ******工程是***市“五水共治”重点工程，工程主要由***闸站、***泵站、***整治、***防洪墙 5部分组成，工程总投资亿元。 ***闸站位于***、五一溪及大溪交汇处，***泵站位于**东岸防洪堤上***闸右侧。 工程的建设任务是防洪、治涝为主，兼顾改善水环境等综合利用，以完善***市城市防洪排涝工程布局，提高***市城区防洪排涝能力。 ***闸站设计流量45m3/s，共设3台立式轴流泵，1台设计流量9m3/s，2台设计流量18m3/s，总装机功率3800kW。***泵站设计排涝流量10m3/s，共设3台钢井桶式潜水轴流泵，总装机功率1065kW。******工程为Ⅲ等工程，***闸站、***泵站主要建筑物等别为3级，次要建筑物级别为4级，临时建筑物级别为5级，设计防洪标准为50年一遇。***闸站建成区排涝标准按10年一遇3小时暴雨3小时排出。主要建筑物：泵站厂房、前池、出水池为3级建筑物；次要建筑物：***等为4级建 筑物。 主要机电及金结设备 1）***闸站 ***闸站设3台立式轴流泵组，其中两台单机设计流量s，另一台单机设计流量s。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号2000ZLB18－，叶轮直径，额定转速min，水泵配套采用TL1500－28/2600型电动机，额定功率为1500kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为min，功率因数（超前）。 s流量泵，最大净扬程，最小扬程，设计扬程，设计点效率%，水泵型号1540ZLB9－，叶轮直径，额定转速300r/min，水泵配套采用TL800－20/2150型电动机，额定功率为800kW，额定电压10KV，额定电流Ａ，电动机额定转速为300r/min，功率因数（超前）。 泵房内选用一台20/5t电动桥式起重机。起重机跨度12m，主钩起升高度16m，副钩起升高度18m。在泵房外江每台水泵出水钢管末端配备一台侧向式拍门，型式为矩形双门，两台大泵管道出口拍门
电力建设工程质量监督检查典型大纲（火电、送变电部分）火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲 1 总则 1.0.1依据《建设工程质量管理条例》、《工程质量监督工作导则》和《电力建设工程质量监督规定》，为统一电力建设工程质量监督工作的程序、方法和内容，规范工程建设各责任主体①和有关机构②的质量行为，加强电力建设工程质量管理，保证工程质量，确保电网安全、保障人民生命、财产安全，保护环境，维护社会公共利益，充分发挥工程项目的经济利益和社会效益，制定火电、送变电工程11个阶段性质量监督检查典型大纲。 凡接入公用电网的电力建设工程项目，包括各类投资方式的新建、扩建或改建的火电建设工程，均应按上述相关典型大纲的规定进行质量监督检查。 1.0.2《火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲》(以下简称本《大纲》)适用于各电力建设工程质量监督中心站(以下简称中心站)对火电建设工程机组整套启动试运后的工程质量进行监督检查。 1.0.3机组整套启动试运是机组按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》(以下简称《启规》)和《火电工程调整试运质量检验及评定标准》(以下简称《调试验标》)规定的启动试运条件、调试工作内容和质量标准，完成空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运等三个阶段全部调试工作的全过程；是对机组相关的建筑、安装工程的设计、设备和施工质量的动态考核；也是对机组调整试验工作质量的考核。机组整套启动试运后的质量监督检查，是判定工程质量是否符合设计规定，符合国家和行业的相关标准，能否保证机组安全、可靠、稳定地移交生产的重要环节和手段。 1.0.4质量监督检查以重点抽查的方法进行。检查工程建设各责任主体质量行为时，对火电工程各《大纲》中内容相同的条款一般只抽查一次。凡经检查符合规定、在后续工程中又未发生情况变化者，一般不再重复检查。 1.0.5根据工程设计中采用新设备和新技术的具体情况，电力建设质量监督中心站(以下简称中心站)可结合工程的实际特点，补充编制其具体的监督检查细则，也可编制对本工程监督检查的《实施大纲》，保证监督检查的针对性和全面性。 1.0.6对国外引进设备工程质量监检的技术标准，按供货技术合同约定执行；在合同中未作规定或规定不明确或国内、外技术标准有较大差异时，按由建设单位组织相关单位协商确定，并报主管部门批准的标准执行。 1.0.7受社会监督的工程项目(4.3.1)由相关专业小组分别检查。 2 质量监督检查的依据 下列文件中的条款通过本《大纲》的引用而成为本《大纲》的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单(不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本《大纲》，然而，鼓励根据本《大纲》
说明 1、本运行大纲由安装施工单位水电五局龙马机电安装项目部编制，经3#机组启动验收委员会审查通过后执行。 2、龙马水电站在系统中担任发电、调峰、调频和事故备用，无调相运行工况。 3、根据龙马电站目前运行库水位及主机厂家提供的机组运行特性曲线，机组试验时，库区最低水位605米高程，一台机组满发尾水水位522米高程。 4、甩负荷试验按当时最大水头下的25％、50％、75％、100％额定负荷进行。特申请3＃机组按当前最大负荷进行甩负荷试验后进入72小时试运行。
龙马水电站3#机组启动试运行程序 第一条总则 1、3#机组启动及试运行工作主要是对水工建筑物、制造厂设计、设备安装质量等方面进行综合性考验； 2、机组试运行指挥部负责机组启动试运行过程中设备的调试、监护、操作、运行及维护工作； 3、本程序是根据国家现行的规程规范，结合本电站的实际情况及有关的技术协议、合同条款等编制而成； 4、试运行过程做好调试记录，及时整理、签字，为完成竣工资料做好准备。 第二条 3#机组启动试运行前的检查 一、3#机组引水系统的检查 1、3#机组进水口、拦污栅已安装调试完工并清理干净检验合格。 2、3#机组进水口闸门门槽已清扫干净检验合格。检修闸门、工作闸门、充水阀、启闭装置已安装完工，在无水情况下手动、自动操作均已调试合格，启闭情况良好，启闭时间符合设计要求。检修闸门、工作闸门在关闭状态。 3、3#机组压力管道、蜗壳、尾水管等过水通流系统均已检验合格清理干净。灌浆孔已封堵。测压头已装好，测压管阀门、测量表计已安装。尾水管进人门、蜗壳进人门已严密封闭。 4、3#机组蜗壳及尾水管盘形排水阀启闭情况良好并处于关闭位置。 5、3#机组尾水闸门门槽及其周围已清理干净。尾水闸门启闭机及抓梁可随时投入工作。 6、1＃、2＃、3＃机组蝶阀全部调试完毕，且全部处于关闭状态。 二、3#机组水轮机检查
火电工程机组整套启动试运后 质量监督检查典型大纲 1总贝y 1.0.1依据《建设工程质量管理条例》、《工程质量监督工作导则》和《电力建设工程质量监督规定》，为统一电力建设工程质量监督工作程序、方法和内容，规范工程建设各责任主体①和有关机构②的质量行为，加强电力建设工程质量管理，保证工程质量，确保电网安全，保障人民生命、财产安全，保护环境，维护社会公共利益，充分发挥工程项目的经济效益和社会效益，制定火电、送变电工程11个阶段 性质量监督检查典型大纲。 凡接入公用电网的电力建设工程项目，包括各类投资方式的新建、扩建、改建的火电建设工程，均应按上述相关典型大纲的规定进行质量监督检查。 1.0.2《火电工程机组整套启动试运后质量监督检查典型大纲》（以下简称本“大纲”适用于各电力建设工程质量监督中心站（以下简称中心站）对火电建设工程机组整套启动试运后的工程质量进行监督检查。 1.0.3 机组整套启动试运是机组按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》（以下简称“启规”和《火电工程调整试运质量检验及评定标准》（以下简称“调试验标”规定的启动试运条件、调试工作内容和质量标准，完成空负荷调试、带负荷调试和满负荷试运等三个阶段全部调试工作的全过程；是对机组相关的建筑、安装工 ①工程建设各责任主体，是指参与工程建设的，建设、勘察、设计、施工、调试、监理及生产运行等单位。 ②有关机构，是指工程施工过程中，参与试验、检测工作的各类试验室。程的设计、设备和施工质量的动态考核；也是对机组调整试验工作质量的考核。机
组整套启动试运后的质量监督检查，是判定工程质量是否符合设计规定，符合国家和行业的相关标准，能否保证机组安全、可靠、稳定地移交生产的重要环节和手段。 1.0.4 质量监督检查以重点抽查的方法进行。检查工程建设各责任主体质量行为时，对火电工程各“大纲”中重复性的条款一般只抽查一次。凡经检查符合规定、在后续工程中又未发生情况变化者，一般不再重复检查； 1.0.5 根据工程设计中采用新设备和新技术的具体情况，电力建设质量监督中心站（以下简称中心站）可结合工程的实际特点，补充编制其具体的监督检查细则，也可编制对本工程监督检查的“实施大纲”，保证监督检查的针对性和全面性。 1.0.6 对国外引进设备工程质量监检的技术标准，按供货技术合同约定执行；在合同中未作规定或规定不明确或国内、外技术标准有较大差异时，按由建设单位组织相关单位协商确定，并报主管部门批准的标准执行。 1.0.7 受社会监督的工程项目（ 4.3.1）由相关专业小组分别检查。 2 质量监督检查的依据 下列文件中的条款通过本大纲的引用而成为本大纲的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的修改单（不包括勘误的内容）或修订版均不适用于本大纲，然而，鼓励根据本大纲达成协议的各方研究是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本大纲。 《建设工程质量管理条例》中华人民共和国国务院令第279 号电建质监[2005]52 号《电力建设工程质量监督规定》（暂行）